Электроснабжение завода

метки: Электроснабжение, Трансформатор, Кабельный, Нагрузка, Продукция, Мощность, Выбор, Напряжение

1.1 Основы организации технологического процесса

В состав предприятия железобетонных конструкций и изделий (ЖБКИ) входят следующие цеха, здания и службы: склады вяжущих, заполнителей и арматурной стали, бетоносмесительный цех, арматурный цех со складом арматурных изделий, цех формирования, ускорения твердения бетона, отделки и комплектации изделий, склад готовой продукции; межцеховой и внутренний транспорт; водопроводно-канализационное, тепло- и энерго-силовое хозяйство, диспетчеризация и средства связи.

Формировочные технологические линии с отделением ускорением твердения бетона, а также линии заготовки арматуры и арматурных каркасов размещены в отдельных зданиях — главных производственных корпусах ДСК и КЖБИ.

Склады вяжущих веществ, заполнителей и бетонный узел, а также склады арматуры и готовых изделий размещены с учетом взаимосвязи выполняемых процессов. Вспомогательные здания и сооружения размещены отдельно.

Технологический процесс при изготовлении изделий в перемещаемых формах организован по агрегатно-поточному способу. Посты стационарны и специализированы для выполнения одной или нескольких взаимосвязанных операций, образующих элементарный процесс; оборудование и рабочие за-креплены за отдельными постами.

Изделия формируют на виброплощадке или на специально оборудованных установках — агрегатах, состоящих из формировочной машины, бетоноукладчика и машины для укладки на формировочный пост. Формы с изделиями, перемещаясь по потоку, могут останавливаться не на всех рабочих постах, а только на тех, которые нужны для изготовлений изделия данного типа. При этом время остановки на каждом посту может быть различным. Оно зависит от времени, необходимого для выполнения данной технологической операции.

В состав данной технологической линии входят: формовочный агрегат с бетоноукладчиком, установка для заготовки электрического нагрева или механического натяжения арматуры, формоукладчик, камеры твердения, участок остывания изделий, их доводки или отделки, технического контроля; пост чистки и смазки форм; площадки под текущий запас арматуры, закладных деталей, утеплителя, складирования резервных форм их, оснастки и текущего ремонта, а так же стенд для испытания готовых изделий.

Технологический процесс состоит в основном из отдельных операций, выполняемых на отдельных рабочих постах: осмотр изделия, сборка формы; очистка и смазка формы, укладка арматурного каркаса или напряженное армирование; укладка, распределение и уплотнение бетонной смеси на формовочном посту; тепловая обработка и выгрузка изделий из камер.

Завод по производству железобетонных изделий для промышленного строительства

... возведения зданий и сооружений. Полное удовлетворение потребностей строек страны и их экономическое и техническое соответствие научнотехническому прогрессу связано с расширением заводского производства изделий и ... арматура — Новокузнецкий металлургический комбинат. — тепло и электроэнергия берется из городских сетей Вид транспорта для сырья: материалы на завод доставляются железнодорожным и ...

Часть операций технологического процесса обычно выполняется одновременно с другими, например, освобождение изделий из форм, их осмотр и подготовка форм совмещаются во времени с формированием изделий.

1.2 Приготовление бетонных смесей

Бетонные смеси на предприятии получают в бетоносмесительных цехах. Цемент поступает на склад с помощью трансформаторных средств — вагонов — цементовозов. Железнодорожные цементовозы бывают бункерного типа и в виде цистерн грузоподъемностью 60т. Из цементовозов бункерного типа цемент самотеком через люки выгружают в приемные устройства складов. Разгрузку цементовозов — цистерн производят с помощью сжатого воздуха.

Заполнители бетона хранят в складах открытого, закрытого и комбинированного типа. Доставка заполнителей в склад осуществляется железно-дорожным транспортом.

1.3 Армирование железобетонных изделий и конструкций

Бетон, как и другие каменные материалы, слабо сопротивляется изгибу и растяжению, однако в сочетании с арматурой его механические свойства значительно улучшаются. Улучшению механических свойств бетона способствует хорошее его сцепление с арматурой, обеспечивающее рациональное распределение нагрузки между этими материалами. Важным для совместной работы является и то, что температурное расширение стали и бетона, близкое по значению, сводит к минимуму, внутреннее напряжение в зоне контакта при изменении температуры, и кроме того, бетон надежно защищает арматуру от коррозии. Для повышения сцепления применяют арматуру периодического профиля, а также сварные сетки и каркасы.

Механическая обработка стали для арматурных изделий включает правку, отмеривание и резку стали, гнутье стержней и сеток и изготовление монтажных петель.

Сварку арматуры, арматурных изделий и закладных деталей выполняют на специализированных сварочных установках.

При мелкосерийном производстве, узкие и малогабаритные сетки, плоские каркасы широкой номенклатуры, а также закладные детали изготавливают на одноточечных машинах общего назначения. При изготовлении пространственных каркасов применяют контактные подвесные машины.

1.4 Формирование бетонных и железобетонных изделий

Процесс формирования изделий состоит из следующих операций: сборки, очистки и смазки форм и бортовой оснастки, установки и фиксации арматурного каркаса в форме, натяжения арматуры на упоры формы при изготовлении предварительно натяжных железобетонных конструкций, укладки, а также отделки открытой поверхности изделия, и, наконец, извлечения готового изделия из формы после тепловой обработки (с передачей усилий натяжения арматуры на отвердевший бетон).

Готовое после формирования изделие должно иметь заданные геометрическую и размеры с однородным по сечению строением бетона, с указанным в проекте расположением арматуры и закладных деталей.

1.5 Эксплуатация форм

На предприятии применяются металлические формы с поддонами и бортами.

Содержать формы и формировочное оборудование в чистоте необходимо не только для продления срока их эксплуатации, но и для обеспечения высокого качества их изготовления, формы чистят и смазывают.

Производство бетона

... бетона на растяжение невелика, то бетонные конструкции при изгибе разрушаются при очень малой нагрузке. ... широко применялся во всех областях строительства. Железобетонные сооружения объединяют в себе высокую ... смесь, чтобы между зернами было, как можно меньше пустот, которые приходится заполнять цементным ... - серого известняка) круглой или яйцевидной формы с гладкой поверхностью. Размер этих зерен ...

На качество железобетонных изделий влияет сцепление бетона с поверхностью форм. Один из способов уменьшения сцепления-использование смазок. Правильно выбранная и хорошо нанесенная смазка облегчает расформирование изделия и способствует получению его ровной и гладкой поверхности.

1.6 Формирование и уплотнение бетонных смесей

Бетонная смесь обладает рыхлой нестабильной структурой с высокой пористостью и большим объемом вовлеченного воздуха. Необходимое условие получения однородного по плотности и прочности бетона-уплотнение бетонной смеси на стадии формирования изделий.

Виброформирование сводится к разрушению сложившейся первоначальной структуре бетонной смеси и переводу ее в состояние пластично-вязкого течения, при котором смесь подчиняется действию силы тяжести, свободно растекается, хорошо заполняет устойчивую, более плотную структуру. При этом зерна заполнителя размешиваются более компактно, в результате достигается плотное заполнение межзернового пространства цементным тестом и раствором с одновременным вытеснением пузырьков воздуха, отделением части воды на поверхности уплотненной смеси.

1.7 Укладка и распределение бетонной смеси

Укладка и равномерное распределение бетонной смеси внутри форм-важная и трудоемкая технологическая операция, поэтому в заводских условиях ее осуществляют бункерами и бетоноукладчиками.

1.8 Тепловая обработка бетона

Для ускорения твердения бетона в условиях заводской технологии сборного железобетона, является тепловая обработка.

Для пропаривания железобетонных изделий применяют камеры периодического действия. Тепловая обработка периодически осуществляется циклически с перерывами для загрузки и выгрузки изделий в камерах.

2. Расчет электрических нагрузок по заводу

Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. По значению электрических нагрузок выбирают и проверяют электрооборудование системы электроснабжения, определяют потери мощности и электроэнергии. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты на систему электроснабжения, эксплуатационные расходы, надежность работы электрооборудования.

Расчет ведется по установленной мощности и коэффициенту спроса.

Для определения расчетных нагрузок по данному методу необходимо знать установленную мощность Р _НОМ группы электроприёмников и коэффициенты мощности cos ц и спроса К_С данной группы, определяемые по справочным материалам.

На заданном предприятии оборудование питается от двух классов напряжения. Силовая нагрузка обоих классов определяется аналогично, а на напряжении 0,4 кВ необходимо также рассчитать осветительную нагрузку.

Расчетная силовая нагрузка определяется по формуле:

, (1)

• (2)

Расчетная осветительная нагрузка равна:

, (3)

где К _С.О — коэффициент спроса для осветительной нагрузки;

Р _Н.О — установленная мощность осветительной нагрузки, кВт.

, (4)

где Р _УД.О — удельная осветительная нагрузка, отнесенная к площади пола цеха, кВт/м² ;

F — площадь пола цеха, м ² .

Таким образом, полная нагрузка цеха равна:

• (5)

Расчеты проводятся по каждому из цехов предприятия, указанных в задании, результаты расчетов приведены в таблице 1.

Для уличного освещения территории устанавливаем осветительные установки с лампами ДРЛ типа РСУ08-250-001.

Расчёт нагрузок остальных цехов проводим аналогично примеру для ремонтного цеха. Результаты расчетов приведены в таблице 2.

Суммарная установленная мощность силового оборудования по цехам приводится в исходных данных. Коэффициенты cos, К _с , К_со выбираются по справочным таблицам в зависимости от технологического процесса, режима работы цехов, плотности осветительной нагрузки. Освещение цехов и территории завода рассчитываются по площади. Площадь определяется по генплану предприятия.

Таблица 2 — Расчет электрических нагрузок предприятия

Наименование цеха	Осветительная нагрузка
	F, мм	Руд.о, кВт	Рном.о, кВт	Кс.о, о.е.	Рр.о кВт	сosц.о, о.е.	Qр.о, кВар	Рр+Рр.о, кВт
1	Административно-бытовой корпус	4275	0,02	85,5	0,85	72,6	0,85	45,04	107,68
2	Блок цехов по производству ЖБИ	2207	0,016	353,2	0,95	335	0,85	207,95	1735
3	Склад готовой продукции	2200	0,01	220,00	0,6	132	0,85	81,81	282,00
4	Цех по производству опор ЛЭП	4875	0,016	78,00	0,95	74,1	0,85	45,92	497,60
5	Склад цемента	225	0,01	2,25	0,6	1,35	0,85	0,84	273,35
6	Отделение добавок	300	0,01	3,00	0,6	1,80	0,85	1,12	43,80
7	Насосная станция	350	0,015	5,25	0,9	4,73	0,85	2,93	102,23
8	Склад ГСМ	345	0,01	3,45	0,6	2,07	0,85	1,28	39,57
9	Теплая стоянка на 20 автомобилей	2250	0,012	27,00	0,6	16,2	0,85	10,04	106,20
10	Теплая стоянка на 50 автомобилей	3000	0,012	36,00	0,6	21,6	0,85	13,39	179,10
11	Теплая стоянка на 50 автомобилей	3850	0,012	46,20	0,6	27,2	0,85	17,18	215,22
12	Профилакторий	2050	0,014	28,70	0,8	22,6	0,85	14,23	184,21
13	Административно-бытовой корпус	1350	0,02	27,00	0,83	22,1	0,85	13,89	50,41
14	Ремонтно-механический цех	1750	0,013	22,75	0,95	21,1	0,85	13,39	422,77
15	Компрессорная	550	0,013	7,15	0,8	5,72	0,85	3,54	1125,2
16	Склад цемента	414	0,01	4,14	0,6	2,48	0,85	1,54	386,48
17	Цех полимер-бетона	1250	0,016	20,00	0,95	19,0	0,85	11,78	404,00
18	Материальный склад	400	0,01	4,00	0,6	2,40	0,85	1,49	104,40
19	Склад керамзита	700	0,01	7,00	0,6	4,20	0,85	2,60	244,20
	Освещение территории	3965	0,00016	63,45	1	63,4	0,85	39,32	63,45
	Итого по 0,4 кВ.			980,59		790			6504,4

2.1 Определение расчетных электрических нагрузок

Из таблицы (2), полная расчетная мощность нагрузки:

кВА.

Так как цеховые трансформаторы и трансформаторы ГПП еще не найдены, то потери активной и реактивной мощности в них определим приближенно:

, (6)

, (7)

тогда для цеховых трансформаторов:

кВт,

кВар.

Мощность, которая выделяется энергосистемой предприятия:

кВар. (8)

Мощность компенсирующих устройств:

кВар. (9)

Расчетная реактивная нагрузка завода, отнесенная к шинам 6-10 кВ ГПП с учетом коэффициента разновременности максимума силовой нагрузки, будет равна:

кВар, (10)

где — коэффициент разновременности максимумов.

Нескомпенсированная мощность на шинах 6-10 кВ ГПП будет равна:

кВар. (11)

Потери активной мощности в батареях статических конденсаторов:

кВт, (12)

где — удельные потери в БСК, кВт/кВар.

Активная суммарная мощность завода, отнесенная к шинам 6-10 кВ ГПП с учетом разновременности максимумов силовой нагрузки:

кВт. (13) (13)

Общая активная мощность на шинах 6-10 кВ с учетом потерь в компенсирующих устройствах:

кВт. (14)

Полная мощность на шинах 6-10 кВ ГПП:

кВА. (15)

Потери мощности в трансформаторах ГПП определяем приближенно:

кВт, (16)

кВар. (17)

Полная расчетная мощность завода на стороне высшего напряжения ГПП:

^{кВА. (18)}

3. Определение центра электрических нагрузок завода

Главная понизительная подстанция (ГПП) является одним из основных звеньев системы электроснабжения любого промышленного предприятия. Для определения местоположения ГПП при проектировании системы электроснабжения на генплан промышленного предприятия наносится картограмма нагрузок. Картограмма нагрузок предприятия представляет собой размещенные по генплану окружности, причем площади, ограниченные этими окружностями, в выбранном масштабе равны расчетным нагрузкам цехов. Для каждого цеха наносится своя окружность, центр которой совпадает с центром нагрузок цеха.

Радиус окружности определяют по формуле, мм

, (19)

где — расчетная активная нагрузка i-го цеха, кВт;

• масштаб для определения площади круга, кВт/мм ² .

Картограмма электрических нагрузок позволяет наглядно представить распределение нагрузок по территории завода.

Осветительная нагрузка наносится в виде сектора круга. Угол сектора определяется из соотношения активной суммарной нагрузки цеха и осветительной нагрузки по формуле

, (20)

где — осветительная нагрузка цеха, кВт.

Показатели и приведены по цехам в таблице 3.

При определении центра электрических нагрузок считается, что нагрузка распределена равномерно по площади цеха. Тогда центр нагрузок цеха будет совпадать с центром тяжести фигуры, изображающей цех в генплане. В этом случае центр нагрузок предприятия можно определить по формулам, м

, (21)

, (22)

где — координаты центра электрической нагрузки -го цеха.

Расчет центра нагрузок приводится в таблице 3.

Таблица 3 — Определение центра электрических нагрузок завода

№ цеха	Р р+Р р.о, кВт	Р р.о, кВт	r, м	б, град.	x, м	y, м	(Р р+Р р.о)·x, м
1	107,68	72,68	5,85	242,98	255	147,5	27457,13
2	1735,54	335,54	23,50	69,60	228,5	244,8	396570,89
3	282,00	132,00	9,47	168,51	252	368,8	71064,00
4	497,60	74,10	12,59	53,61	40	285	19904,00
5	273,35	1,35	9,33	1,78	128	261	34988,80
6	43,80	1,80	3,73	14,79	128	220	5606,40
7	102,23	4,73	5,70	16,64	103	9,8	10529,18
8	39,57	2,07	3,55	18,83	786	460	31102,02
9	106,20	16,20	5,81	54,92	625	297,5	66375,00
10	179,10	21,60	7,55	43,42	628	385	112474,80
11	215,22	27,72	8,28	46,37	620	474,5	133436,40
12	184,21	22,96	7,66	44,87	707,5	385	130328,58
13	50,41	22,41	4,01	160,04	746	399	37605,86
14	422,77	21,61	11,60	18,40	644,5	187,3	272476,88
15	1125,72	5,72	18,93	1,83	484	285	544848,48
16	386,48	2,48	11,09	2,31	537	276,5	207541,91
17	404,00	19,00	11,34	16,93	517,5	195	209070,00
18	104,40	2,40	5,76	8,28	417,5	248,25	43587,00
19	244,20	4,20	8,82	6,19	415	205	101343,00
Освещение территории	63,45	63,45			395	251	25063,86
Итого по 0,4	6567,9293						2481374,165

Координаты центра электрических нагрузок, м

, (23)

• (24)

4. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

Наиболее часто ГПП промышленных предприятий выполняются двухтрансформаторными. Одно или трех трансформаторные подстанции используются гораздо реже и требуют более серьезного технико-экономического обоснования.

Выбор мощности трансформаторов ГПП производится на основании расчетной нагрузки предприятия в нормальном режиме работы с учетом режима энергоснабжающей организации по реактивной мощности. В послеаварийном режиме, при отключении одного трансформатора, для надежного электроснабжения потребителей предусматривается их питание от оставшегося в работе трансформатора. При этом часть неответственных потребителей с целью снижения нагрузки трансформатора может быть отключена.

Если на ГПП устанавливаются два трансформатора, то номинальная мощность каждого из них определяется по условию:

кВА, (25)

где К _З — коэффициент загрузки трансформатора.

Согласно (каталожным данным на 2012 г.), выбираем два одинаковых трансформатора ТДН 10000/110 или ТДН10000/35.

Проверяем коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах:

о.е., (26)

о.е. (27)

Получилось, что трансформаторы недогружены, но установка менее мощных трансформаторов невозможна из-за их перегрузки на 15% в нормальном режиме, что недопустимо.

Мощность трансформаторов подобрана с учетом возможного введения новых мощностей в ближайшем будущем.

Таблица 4 — Каталожные данные трансформатора

Тип	U В , кВ	U Н , кВ	P ХХ , кВт	Р КЗ, кВт	U к , %	I хх , %
ТДН-10000/110	115	10	32	105	10,5	1,05
ТДН-10000/35	37,5	10	18	75	16,5	2,1

5. Определение рационального напряжения внешнего электроснабжения завода

Критерием выбора оптимального напряжения, как и других параметров систем электроснабжения, является:

, р./год. (28)

В качестве начального шага к выбору оптимального напряжения внешнего электроснабжения (кВ) можно применить формулу Стилла:

, (29)

где l — расстояние до центра питания, км;

• Р — расчетная мощность, МВт.

кВ.

Определив , следует рассчитать приведенные затраты на электрические сети и подстанции при стандартных напряжениях в области и выбрать , при котором .

6. Сравнение вариантов схем внешнего электроснабжения

Наиболее выгодный вариант схемы электроснабжения промышленного предприятия выбирают по условию минимальных приведенных затрат, рассчитанных по формуле, тыс. руб.

, (30)

где p _н — нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, равный 0,125 1/год;

К _? , И_? — соответственно капитальные затраты и ежегодные расходы в рассматриваемых вариантах схем электроснабжения промышленных предприятий.

Капитальные затраты для рассматриваемых вариантов схем внешнего электроснабжения определяются по формуле, тыс. руб.

, (31)

где — капиталовложения на сооружение воздушной линии, складываются из капиталовложений в линию и в системные выключатели Q1, тыс. руб.;

К _ГПП — капиталовложения в ГПП, складываются из капиталовложений в трансформаторы, разъединители в неавтоматической перемычке и выключатели Q2, тыс. руб.

Капитальные затраты в линии электропередач, тыс. руб.

, (32)

, (33)

где — стоимость 1 км воздушной линии, тыс. руб./км, [3];

• l — длина воздушной линии, км.

, (34)

где — стоимость одного выключателя, тыс. руб.;

• количество выключателей.

Капитальные затраты в ГПП, тыс. руб.

, (35)

, (36)

где К ₀ — стоимость одного трансформатора [3], тыс. руб.;

n _тр — число трансформаторов ГПП.

Суммарные ежегодные издержки в сравниваемых вариантах схем внешнего электроснабжения, тыс. руб./год

, (37)

где — суммарные издержки на амортизационные отчисления, тыс. руб./год;

• суммарные издержки на обслуживание объекта, тыс. руб./год;
• суммарные издержки на потери электроэнергии, тыс.

руб./год.

В зависимости от установленной мощности приемников электроэнергии различают объекты большой, средней и малой мощности. Рассматриваемое предприятие относится к объектам средней мощности, для которых, как правило, применяют схемы электроснабжения с одним приёмным пунктом электроэнергии (ГПП).

Согласно заданию питание может быть осуществлено от подстанции энергосистемы с трансформаторами 110/35/10 кВ. Для технико-экономического сравнения выбираем два варианта электроснабжения: от шин трансформатора энергосистемы воздушной линией 35 кВ (1-й вариант) и воздушной линией 110 кВ от шин энергосистемы (2-ой вариант).

Схемы электроснабжения согласно вариантам представлены на рисунке 6.

Итогом технико-экономического сравнения двух вариантов электроснабжения является сравнение приведенных затрат двух вариантов.

а) Подстанция 35 кВ б) Подстанция 110 кВ

Рисунок 6. Варианты схем электроснабжения

6.1 Технико-экономический расчет первого варианта схемы электроснабжения. Питание от шин энергосистемы 35 кВ

6.1.1 Выбор сечения кабельной линии

Для обеспечения бесперебойности питания прокладываем в траншее четыре параллельных кабельных линий по две на каждую секцию шин.

Определяем расчетные токи в нормальном I _расч и аварийном I_мах.р. режимах:

А, (38)

А. (39)

По справочным материалам выбираем кабель марки ААБл. Допустимый ток кабельной линии определяется из соотношения:

А. (40)

Соответствующее этому току нестандартное сечение определяется по формуле:

мм ² , (41)

где — экономическая плотность тока, А/ мм ² .

По (1, таблица 4,3) выбираем провод АС — 70, , для линии 35 кВ сечение проводов 70 мм ² является минимально — допустимым по условию короны.

6.1.2 Капитальные вложения на осуществление схемы электроснабжения (1-й вариант)

Капитальные затраты на ЛЭП:

, (42)

где К _в — стоимость элегазовых выключателей на линии 35 кВ, руб.

Согласно каталожным данным на 2012 г., стоимость выключателей ВГБ-35-630/1000У1 равна 937103,8 руб., стоимость разъединителей РДЗ-35/1000УХЛ1 равна 88000 руб. Тогда стоимость двух выключателей с разъединителями:

руб. (43)

Стоимость линии высокого напряжения:

руб. (44)

Суммарные затраты на ЛЭП:

руб.

Стоимость двух трансформаторов ТДН 10000/35 (каталожные данные на 2012 г.)

руб. (45)

Суммарные затраты на ГПП:

руб. (46)

Суммарные затраты по первому варианту

тыс. руб. (47)

6.1.3 Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание

руб. (48)

руб. (49)

Потери электроэнергии в линии и трансформаторах соответственно равны:

=364484,8 кВт·ч/год, (50)

где — потери холостого хода трансформатора, кВт (См. 1, табл. 4,17);

• потери короткого замыкания трансформатора, кВт (См. 1, табл. 4,17).

ф — время максимума потерь, ч.

кВт·ч. (51)

6.1.4 Передача электроэнергии по одноставочному тарифу

Ставка по одноставочному тарифу с учетом НДС, для 35 кВ:

руб./МВт·ч. (52)

Сбытовая надбавка с учетом НДС:

руб./МВт·ч. (53)

Основная ставка по тарифу:

руб./МВт·ч. (54)

Плата за потребленную электроэнергию в линии, для 35 кВ:

руб. (55)

6.1.5 Генерация электроэнергии по одноставочному тарифу

Ставка по одноставочному тарифу с учетом НДС, для 35 кВ:

руб./МВт·ч. (56)

Основная ставка по тарифу:

руб./МВт·ч. (57)

Плата за потребленную электроэнергию в трансформаторе, для 35 кВ:

(58)

Таким образом, суммарные ежегодные издержки на потери электроэнергии будут равны:

руб./год. (59)

Приведенные затраты на 1-й вариант системы электроснабжения составляют:

руб./год. (60)

6.2 Технико-экономический расчет второго варианта схемы электроснабжения. Питание от шин энергосистемы 110 кВ

6.2.1 Выбор сечения воздушной линии

Сечение проводов воздушных линий определяется из условия: , определим расчетный ток по линии электропередач:

А, (61)

А (62)

По справочным материалам выбираем кабель марки ААБл. Допустимый ток кабельной линии определяется из соотношения:

А. (63)

Соответствующее этому току нестандартное сечение определяется по формуле:

мм ² , (64)

где — экономическая плотность тока, А/ мм ² .

По (1, таблица 4,3) выбираем провод АС — 70, , для линии 110 кВ сечение проводов 70 мм ² является минимально — допустимым по условию короны.

6.2.2 Капитальные вложения на осуществление схемы электроснабжения (2-й вариант)

Капитальные затраты на ЛЭП:

, (65)

где К _в — стоимость элегазовых выключателей на линии 110 кВ, руб.

Согласно каталожным данным на 2012 г., стоимость выключателей ВЭБ-110-630/1000У1 равна 1237902 руб., стоимость разъединителей РДЗ-110/2000УХЛ1 равна 188000 руб. Тогда стоимость двух выключателей с разъединителями:

руб. (66)

Стоимость линии высокого напряжения:

руб. (67)

Суммарные затраты на ЛЭП:

руб. (68)

Стоимость двух трансформаторов ТДН 10000/110 (каталожные данные на 2012 г.)

руб. (69)

Суммарные затраты на ГПП:

руб. (70)

Суммарные затраты по первому варианту:

руб. (71)

6.2.3 Ежегодные издержки на амортизацию, и обслуживание

руб., (72)

руб. (73)

Потери электроэнергии в линии и трансформаторах соответственно равны:

=455359,79 кВт·ч/год, (74)

где — потери холостого хода трансформатора, кВт (См. 1, табл. 4,17);

• потери короткого замыкания трансформатора, кВт (См. 1, табл. 4,17).

ф — время максимума потерь, ч.

кВт·ч. (75)

6.2.4 Передача электроэнергии по одноставочному тарифу

Ставка по одноставочному тарифу с учетом НДС, для 110кВ:

руб./МВт·ч. (76)

Сбытовая надбавка с учетом НДС:

руб./МВт·ч. (77)

Основная ставка по тарифу:

руб./МВт·ч. (78)

Плата за потребленную электроэнергию в линии, для 110 кВ:

руб. (79)

6.2.5 Генерация электроэнергии по одноставочному тарифу

Ставка по одноставочному тарифу с учетом НДС, для 110кВ:

руб./МВт·ч. (80)

Основная ставка по тарифу:

руб./МВт·ч. (81)

Плата за потребленную электроэнергию в трансформаторе, для 110 кВ:

руб. (82)

Таким образом, суммарные ежегодные издержки на потери электроэнергии будут равны:

руб./год. (83)

Приведенные затраты на 2 — ой вариант системы электроснабжения составляют:

руб./год (84)

Таблица 6 — Сравнение вариантов внешнего электроснабжения предприятия

№ вар.	К У , тыс. р./год	Ежегодные издержки, тыс. р./год	З У , тыс. р./год
		П ЭЛЭП	П ЭТР	И У АМ	И У О	И ПЭ
1 (35кВ)	15524,36	188,59	703,83	992,7	465,1	2350,23	4213,16
2 (110кВ)	24733,82	15,57	820,58	1557,17	741,23	3134,56	6102,62

Вывод: из сравнения экономических показателей вариантов схем внешнего электроснабжения предприятия видно, первый вариант считается более экономичным, поэтому предпочтение отдаем варианту (35 кВ).

7. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов с учетом компенсации реактивной мощности

При выборе числа и мощности цеховых трансформаторов одновременно должен решаться вопрос об экономически целесообразной величине реактивной мощности, передаваемой через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ.

Суммарную расчетную мощность конденсаторных батарей низшего напряжения (НБК), устанавливаемых в цеховой сети, определяют в два этапа:

Суммарная расчетная мощность НБК составит:

, (85)

где и — суммарные мощности НБК, определенные на двух указанных этапах расчета.

7.1 Выбор оптимального числа цеховых трансформаторов

Минимальное число цеховых трансформаторов одинаковой мощности, предназначенных для питания технологически связанных нагрузок, определяется по формуле:

, (86)

где — рекомендуемый коэффициент загрузки трансформатора, о.е.

Экономически оптимальное число трансформаторов определяется удельными затратами на передачу реактивной мощности и отличается от на величину m:

, (87)

где m — дополнительно установленные трансформаторы.

Таблица 7.1 — Данные для расчета количества трансформаторов в цехах.

№ п/ст	Место расп.	Потреби-тель э/э	Pр, кВт	Qр, квар	Кол Тр-ов.	Sн, кВА	Kз
ТП — 1,2,3	Цех №2	Цех №1,2,3,5,6	2442,37	1776,2	6	630	0,7
ТП-4	Цех №4	Цех №4	497,6	477,98	2	400	0,7
ТП-5	Цех №7	Цех №7	102,23	63,35	2	100	0,7
ТП — 6,7,8,9	Цех №9,12,15	Цех №8,9,10,11, 12,13,15,16	2286,91	1555,3	6	630	0,7
ТП — 10,11,12	Цех №14,17	Цех №14,17,18, 19	1175,37	983,77	5	400	0,7

7.2 Выбор мощности конденсаторных батарей для снижения потерь мощности в трансформаторах

Наибольшую реактивную мощность, которую целесообразно передавать через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ, определяют по формуле:

• (88)

Суммарная мощность конденсаторных батарей на напряжение до 1 кВ составит:

• (89)

Дополнительная мощность НБК для данной группы трансформаторов определяется по формуле:

, (90)

где — расчетный коэффициент, зависящий от коэффициента удельных потерь .

Суммарная мощность НБК цеха составляет:

• (91)

Таблица 7.2 — Выбор мощности конденсаторных батарей

№ п/ст	Qmaxт	Qнк1	Qнк2	Qнк	Qнк станд	Кол
ТП — 1,2,3	1017,92	758,27	-872,08	-113,80	180	4
ТП-4	256,89	221,09	-143,11	77,98	112,5	2
ТП-5	95,66	-32,30	-4,34	-36,65	0	0
ТП — 6,7,8,9	1330,92	224,43	-559,08	-334,65	112,5	2
ТП — 10,11,12	760,59	223,18	-239,41	-16,23	112,5	2

8. Выбор высоковольтных батарей

При выборе КУ при допущении о незначительной длине линий на предприятии можно представить все предприятие как узел сети 6 — 10 кВ, к которому подключены реактивная нагрузка и два типа источников реактивной мощности: энергосистема и высоковольтные конденсаторные батареи.

(92)

Таким образом, требуемая мощность ВБК определяется из формулы:

(93)

Таблица 8 — Выбор мощности конденсаторных батарей.

Q РАСЧ	Qэс	Q?нкф	ДQцт	Qвк
4856,7	1886,3	1395	817,1	2392,5

Выбираем две высоковольтные батареи конденсаторов типа УКЛ 56-10,5-900 У3 и две УКЛ 56-10,5-450 У3.

Фактическая мощность высоковольтных батарей конденсаторов:

Q _ВКфакт =2·900+2·450=2700, кВар. (94)

9. Выбор кабельных линий

Для расчета токов короткого замыкания выбираем кабели, которые соединяют ГПП с цеховыми трансформаторными подстанциями.

Для бесперебойного питания спроектированы шесть параллельно проложенные в траншее кабельные линии с расстоянием между ними 100 мм.

Расчетный рабочий ток в нормальном режиме, А

, (95)

Расчетный рабочий ток в аварийном режиме, А

, (96)

По справочным материалам на напряжение 10 кВ выбираем кабель марки АПВ из сшитого полиэтилена с алюминиевой жилой согласно каталожным данным на 2012 г. Определяем сечение жил кабельных линий, учитывая допустимую перегрузку в аварийном режиме и снижение допустимого тока в нормальном режиме при прокладке кабелей в одной траншее.

По [2, табл. 4.6] допустимая перегрузка К ₃ составляет 1,25. Коэффициент К₂ снижения токовой нагрузки принимаем по [2, табл. 4.4] равным 0,9. Коэффициент К₁ принимаем равным 1, считая, что температура соответствует расчетной температуре среды, для которой составлены таблицы по определению I_доп .

По справочным материалам на напряжение 0,4 кВ выбираем кабель марки ВВГ силовой с медными жилами, с изоляцией и оболочкой из поливинилхлоридных композиций пониженной пожароопасности, согласно каталожным данным на 2012 г. Определяем сечение жил кабельных линий, учитывая допустимую перегрузку в аварийном режиме и снижение допустимого тока в нормальном режиме при прокладке кабелей в одной траншее.

Таблица 9 — Выбор кабелей.

Участок схемы	Мощ. тр-в, кВА	Кол. тр-в., шт.	Сум.мощ. тр-в, кВА	Напряжение, кВ	Iр, А	F ст, мм 2	Марка Каб.	I доп А	L, км	Кол. цепей, шт.
ГПП-Цех №2	1510,26	6	4660,26	10	134,53	95	АПВ	205	0,448	2
ГПП-Цех №7	100	2	200	10	5,77	16	АПВ	75	0,362	2
ГПП-Цех №17	835,23	3	1635,23	10	47,21	35	АПВ	115	0,203	2
ГПП-Цех №15	1223,55	3	3670,66	10	35,32	35	АПВ	90	0,323	2
№7 — №4	400	2	800	10	11,55	16	АПВ	75	0,189	2
№15 — №9	1119,07	2	1749,07	10	32,30	25	АПВ	115	0,133	2
№17№14	400,00	2	800	10	11,55	16	АПВ	75	0,11	2
№2 — №3	342,46			0,4	123,57	95	ВВГ	255	0,071	4
№2 — №5	341,58			0,4	82,17	50	ВВГ	175	0,031	6
№5 — №6	71,98			0,4	25,97	25	ВВГ	115	0,028	4
№2 — №1	124,24			0,4	44,83	35	ВВГ	140	0,106	6
№17 №19	304,92			0,4	110,03	70	ВВГ	210	0,153	4
№19 №18	130,31			0,4	94,05	70	ВВГ	210	0,005	2
№15 №16	593,55			0,4	142,79	95	ВВГ	255	0,056	6
№9 — №10	222,20			0,4	160,36	120	ВВГ	295	0,147	2
№10 №11	266,87			0,4	96,30	70	ВВГ	210	0,036	4
№9 — №12	335,18	1	3335,18	10	9,68	16	АПВ	75	0,206	2
№12 №13	57,40			0,4	41,42	35	ВВГ	140	0,043	2
№13 №8	49,30			0,4	35,58	25	ВВГ	115	0,065	2

10. Расчет токов короткого замыкания

Основной причиной нарушения нормального режима работы системы электроснабжения является возникновение КЗ в сети или в элементах электрооборудования вследствие повреждения изоляции или неправильных действий обслуживающего персонала. Для снижения ущерба, обусловленного выходом из строя электрооборудования при протекании токов КЗ, а также для быстрого восстановления нормального режима работы системы электроснабжения необходимо правильно определить токи КЗ и по ним выбирать электрооборудование, защитную аппаратуру и средство ограничения токов КЗ.

Для расчета токов КЗ составляют схему замещения, в которой все магнитные связи заменены электрическими и все элементы системы электроснабжения представлены сопротивлениями.

Исходная схема замещения для расчета токов КЗ с указанными точками КЗ представлена на рисунке 10

Расчет токов КЗ в указанных точках проведен с помощью программы MathCAD2000 Professional и представлены в приложении А. Результаты расчетов приведены в таблице 10.

Таблица 10 — Результаты расчета токов КЗ

Точка КЗ	U б кВ	К УД о.е.	I КЗ кА	I УД кА
К1	37,5	1,18	1,828	3,05
К2	10,5	1,32	3,475	1,32
К3	10,5	1,1	0,746	1,161
K4	0,4	1,2	11,603	19,691

Рисунок 10. Исходная схема и схема замещения для расчета токов КЗ

11. Выбор оборудования

11.1 Выбор выключателей и разъединителей

Выключатель — коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения электрических цепей в любых режимах: длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход, несинхронная работа.

Условия выбора:

1) Напряжение установки ;

2) Условие длительного нагрева ;

3) Ток отключения выключателя ;

4) Динамическое действие тока КЗ ;

5) Тепловой импульс тока КЗ .

Проводим выбор выключателей и разъединителей на стороне 35 кВ в цепи ВН трансформатора ТДН-10000/35.

На стороне 35 кВ принимаем элегазовые баковые выключатели типа ВГБ-35-630/1000 УХЛ1, предназначенные для выполнения коммутационных операций в нормальном и аварийном режимах в сетях трехфазного переменного тока с заземленной нейтралью при номинальном напряжении 35 кВ и частоте сети 50 Гц с умеренным или холодным климатом. Используются встроенные трансформаторы тока для передачи сигнала измерительной информации измерительным приборам и устройствам защиты. Контроль утечки элегаза из полюсов выключателя осуществляется при помощи электроконтактных сигнализаторов плотности. Полюсы выключателя снабжены аварийной разрывной мембраной. наличие встроенных трансформаторов тока с высокими классами точности, что достигается использованием сердечников из нанокристаллического магнитомягкого сплава.

Верхнее рабочее значение температуры окружающего выключатель воздуха составляет 40°С, нижнее рабочее значение температуры окружающего выключатель воздуха составляет: для климатического исполнения У1 — минус 40°С, для исполнения УХЛ1 — минус 55°С, для исполнения УХЛ1 — минус 60°С;

• Таблица 11.1 — Проверка условий выбора выключателя и разъединителя

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
		Выключатель ВГБ-35-630/1000 УХЛ1	Разъединители РДЗ.1-35/1000 УХЛ1 РДЗ.2-35/1000 УХЛ1
			—
		кА

Выключатель ВГБ-35-630/1000 УХЛ1, номинальный ток отключения 630 кА, номинальное напряжение 35 кВ, номинальное напряжение включающего электромагнита (ЭВ) привода 220 В и номинальное напряжение отключающего электромагнита (ЭО) привода и катушки контактора 220 В.

Разъединители высоковольтные типа РДЗ.2-35/1000 УХЛ1, предназначены для включения и отключения находящихся под напряжением обесточенных участков электрических цепей высокого напряжения 35 кВ, а также заземления отключенных участков при помощи заземлителей.

Для выбора выключателей в КРУ на стороне 10 кВ в цепи НН трансформатора ТДН-10000/35 необходимо провести расчеты.

В цепи НН трансформатора и секционной перемычки принимаем к установке комплектные распределительные устройства серии К-59. Произведем проверку выключателей BB/TEL по [31], установленных в КРУ.

Таблица 11.2 — Проверка условий выбора выключателя в К-59

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные ВВ/TEL

11.2 Выбор измерительных трансформаторов тока

На ВН и НН трансформаторы тока встроены в силовые трансформаторы.

Таблица 11.3 — Расчет нагрузки трансформаторов тока на ВН в цепи силового трансформатора

Прибор	Нагрузка по фазам	Тип
	А	В	С
Амперметр	0,5	0,5	0,5	VDQ96-sw
Ваттметр	0,5		0,5	Д335
Варметр	0,5		0,5	Д335/1
Счетчик активной энергии	0,05		0,05	СЭТ3а-01Т-22-01 — С1
Счетчик реактивной энергии	0,05		0,05	СЭТ3 р-01-24-09
Итого:	1,6		1,6

Таблица 11.4 — Расчет нагрузки трансформаторов тока на НН в цепи силового трансформатора

Прибор	Нагрузка по фазам	Тип
	А	В	С
Амперметр	0,5	0,5	0,5	VDQ96-sw
Ваттметр	0,5		0,5	Д335
Варметр	0,5		0,5	Д335/1
Итого:	1,5		1,5

Полная мощность приборов

Сопротивление приборов

, (97)

где I ₂ — вторичный номинальный ток.

Трансформаторы тока серии ТВТ-35 (ТВТ-10) предназначены для передачи сигнала измерительной информации измерительным приборам и устройствам защиты и управления в установках переменного тока частотой 50 Гц, размещаются на вводах внутри оболочек силовых трансформаторов.

На стороне ВН принимаем ТВТ-35-III-300/5-О4

• (98)

Таблица 11.5 — Расчетные и каталожные данные трансформаторов тока на стороне высшего напряжения

Сторона напряжения	Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные ТВТ-35-III-300/5-О4
ВН	U уст ?Uном	U уст =35 кВ	U ном =35 кВ
	I раб.мах ?Iном	I раб.мах =266,6 А	I 1ном =300 А
	Z 2 ?Z2ном	Z 2 =0,69 Ом	Z 2ном =1,6 Ом
	В к ?(кт I1ном )2 tтер	В к = 4,95 кА2 с	В к =675 кА2 с

На стороне НН принимаем ТВТ-10-III-600/5-О4

• (99)

Таблица 11.6 — Расчетные и каталожные данные трансформаторов тока на стороне низшего напряжения

Сторона напряжения	Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные ТВТ-10-III-600/5-О4
НН	U уст ?Uном	U уст =10 кВ	U ном =10 кВ
	I раб.мах ?Iном	I раб.мах =550,05 А	I 1ном =600 А
	Z 2 ?Z2ном	Z 2 =0,25 Ом	Z 2ном =1,2 Ом
	В к ?(кт I1ном )2 tтер	В к =77,69 кА2 с	В к =8467 кА2 с

Трансформаторы тока в цепи кабельной линии

На отходящих КЛ трансформаторы тока, так же как и другие измерительные приборы, устанавливаются в КРУ К-59. Для наиболее нагруженной КЛ ГПП — Цех 2, рассчитанной выше, согласно каталожным данным на 2012 год, выбираем трансформатор тока ТОЛ-10-300/5 У3.

Таблица 11.7 — Подсчет нагрузки трансформаторов тока на кабельной линии

Сторона напряжения	Прибор	Тип	Нагрузка по фазам
			А	В	С
НН	Амперметр	VDQ96-sw Э379	0,5	0,5	0,5
Счетчик активной энергии	СЭТ3а-01Т-22-01 — С1	0,05		0,05
Счетчик реактивной энергии	СЭТ3 р-01-24-09	0,05		0,05
Итого	0,6		0,6

Таблица 11.8 — Расчетные и каталожные данные трансформаторов тока на стороне низшего напряжения в цепи КЛ

Сторона напряжения	Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные ТОЛ-10-300/5 У3
НН	U уст ?Uном	U уст =10 кВ	U ном =10 кВ
	I раб.мах ?Iном	I раб.мах =218 А	I 1ном =300 А
	Z 2 ?Z2ном	Z 2 =0,2 Ом	Z 2ном =0,4 Ом
	В к ?(кт I1ном )2 tтер	В к =72,3 кА2 с	В к =476 кА2 с

11.3 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения или и для отделения цепей измерения и релейной защиты от цепей высокого напряжения.

Трансформаторы высокого напряжения подбираются по следующим параметрам:

1) Напряжение установки ;

2) Учёт конструкции и схемы соединения обмоток;

3) Учёт класса точности S ₂ < S_{2 ном} .

Таблица 11.9 — Измерительные приборы на подстанции в цепи ВН

Сторона напряжения	Прибор	Тип	Мощность ВА	Кол-во обмоток	Кол-во пр-ов	Потребляемая мощность
						Р, Вт	Q, Вар
ВН	Ваттметр	Д345	2	2	1	4	0
	Варметр	Д345/1	2	2	1	4	0
	Счетчик Активной энергии	СЭТ3а-01Т-22-01 — С1	2	1	2	4	0
	Счетчик реактивной энергии	СЭТ3 р-01-24-09	4	1	2	8	0
	Вольтметр	Э379	2	1	1	2	0

Таблица 11.10 — Измерительные приборы на подстанции в цепи НН

Сторона напряжения	Прибор	Тип	Мощность ВА	Кол. обмоток	Кол. приборов	Потребляемая мощность
						Р, Вт	Q, Вар
НН	Ваттметр	Д345	2	2	1	4	0
	Варметр	Д345/1	2	2	1	4	0
	Счетчик Активной энергии	СЭТ3а-01Т-22-01 — С1	2	1	6	12	0
	Счетчик реактивной энергии	СЭТ3 р-01-24-09	4	1	6	24	0
	Вольтметр	Э379	2	1	1	2	0

, (100)

• (101)

На напряжение 35 кВ выбираем НАМИТ-35-2 — УХЛ2, класс точности 0,5.

Трехфазные трансформаторы напряжения НАМИТ-35-2 — УХЛ2 являются масштабными измерительными преобразователями, предназначены для питания электрических измерительных приборов, защитных устройств в электрических системах переменного тока.

Климатическое исполнение и стойкость к воздействующим климатическим факторам по ГОСТ 15150-69.

На напряжение 10 кВ выбираем НАМИТ-10-2-УХЛ2, класс точности 0,5.

Трансформатор напряжения антирезонансный типа НАМИТ-10-2 является масштабным преобразователем и предназначен для выработки сигнала измерительной информации для измерительных приборов в цепях учёта, защиты и сигнализации в сетях 6 и 10 кВ переменного тока промышленной частоты с изолированной нейтралью или заземлённой через дугогасящий реактор. Климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150-69.УХЛ2.

Таблица 11.11 — Расчетные и каталожные данные ТН

Сторона напряжения	Условия выбора	Расчётные величины	Каталожные данные
ВН	U уст ? Uном	U уст = 35 кВ	U ном = 35кВ
	S 2 ? S2 ном	S 2 = 22 В·А	S 2ном = 400 В·А
НН	U уст ? Uном	U уст =10 кВ	U ном = 10 кВ
	S 2 ? S2 ном	S 2 = 44 В·А	S 2ном = 200 В·А

11.4 Выбор шин

Для РУ напряжением 35 кВ и выше используются гибкие шины, выполненные проводами АС. В установках напряжением до 20 кВ применяются жесткие алюминиевые шины с сечением различной формы. Согласно ПУЭ сборные шины и ошиновку выбираем по длительно допустимому току. Определение сечения шин производится по условию нагрева, т.е. по рабочему максимальному току.

Условие выбора шин по условию нагрева

• (102)

Допущения при выборе гибких шин:

• а) шины выполнены из голых проводов на открытом воздухе, на термическую стойкость короткого замыкания не проверяют;

б) гибкие шины РУ при I _по < 20 кА не проверяют на электродинамическое действие токов КЗ;

На стороне ВН

Принимаем гибкие шины из сталеалюминевого провода АС-240/32 [3, табл. 7.35]. Проверяем выбранный провод по условию нагрева

Условие выбора шин по току выполняется.

Для линии 35 кВ сечение проводов 70 мм ² является минимально допустимым по условию короны, значит провод АС-240/32 проходит.

Проверка шин на термическое и электродинамическое действие тока КЗ не производится.

На стороне НН

В закрытых РУ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами. При токах до 3000 А применяются одно- и двухполосные шины.

Выбор сечения шин производится по нагреву (по допустимому току).

При этом учитываются не только нормальные, но и послеаварийные режимы, а также режимы в период ремонтов и возможность неравномерного распределения токов между секциями шин.

Принимаем жесткие алюминиевые шины прямоугольного сечения.

Выбираем сечение шин (h=10 мм, b=120 мм), по три полосы на фазу, расположение на ребро.

• (103)

Проверка по допустимому току

• (104)

Проверка на термическую устойчивость

, (105)

где С — коэффициент принимаемы по [11] и равный 91 для алюминиевых шин.

Жесткие шины, укрепленные на изоляторах, представляют собой динамическую колебательную систему, находящуюся под воздействием электродинамических сил. В такой системе возникают колебания, частота которых зависит от массы и жесткости конструкций. Электродинамические силы, возникающие при КЗ, имеют составляющие, которые изменяются с частотой 50 и 100 Гц. Если собственные частоты колебательной системы шины — изоляторы совпадут с этими значениями, то нагрузки на шины и изоляторы возрастут. Если собственные частоты меньше 30 и больше 200 Гц, то механического резонанса не возникает. В большинстве практически применяемых конструкций шин эти условия соблюдаются, поэтому ПУЭ не требуют проверки на электродинамическую стойкость с учетом механических колебаний.

Наибольшее удельное усилие, действующее на шины при протекании по ним ударного тока трехфазного КЗ

, (106)

где а=0,3 м — расстояние между фазами для КРУ;

• ударный ток на стороне низшего напряжения, кА.

Изгибающий момент

, (107)

, (108)

где — момент сопротивления шин, установленных на ребро по рисунку 11.2;

• допустимое механическое напряжение в материале шин, для алюминия [2, табл. 4.7];
• расстояние между опорными изоляторами, м.

Рисунок 11.4 — Расположение шин ЗРУ

Шины механически прочны, так как выполняется условие

Проверка на термическую стойкость к токам КЗ производится по условию ,

где — температура шин при нагреве током КЗ, ⁰ С;

• допустимая температура нагрева шин при КЗ, ⁰ С.

Температура проводника в предшествующем режиме, ⁰ С

(109)

где — температура окружающей среды, ⁰ С;

• длительно допускаемая температура проводника, ⁰ С;

• номинальная температура окружающей среды, ⁰ С.

• (110)

По [2] определяем — тепловое состояние проводника к моменту начала КЗ.

Тепловое состояние проводника во время КЗ, ⁰ С

, (111)

где — коэффициент по [4];

• сечение проводника, мм ² .

По [4] определяем , таким образом проверяем соблюдение условия проверки: .

11.5 Выбор автоматических выключателей

Автоматический воздушный выключатель предназначен для проведения тока в нормальном режиме и отключения тока при коротких замыканиях, перегрузках, для оперативных включений и отключений электрических цепей напряжение до 1000 В.

Выбор автоматических выключателей производится по:

1) Напряжение установки ;

2) Условие длительного нагрева ;

3) Ток отключения автомата ;

4) Быстродействующие автоматы благодаря токоограничивающему эффекту на электродинамическую стойкость не проверяются и по термической стойкости проверяются только селективные автоматы.

Токи нормального и аварийного режимов работы трансформатора ТМ 630/10

(112)

=1,4·909=1172,6 А. (113)

Выбираем автоматический выключатель CDM1 225L 3п 1250А (каталожные данные на 2012 г.).

Таблица 11.12 — Проверка условий выбора автоматического выключателя на трансформаторе ТМ 630/10

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные CDM1 225L 3п 1250А

Токи нормального и аварийного режимов работы трансформатора ТМ 630/10

(114)

=1,4·577,2=808,08 А. (115)

Выбираем автоматический выключатель CDM1 225L 3п 1000А (каталожные данные на 2012 г.).

Таблица 11.13 — Проверка условий выбора автоматического выключателя на трансформаторе ТМ 400/10

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные CDM1 225L 3п 1000А

Токи нормального и аварийного режимов работы трансформатора ТМ 100/10

(116)

=1,4·144,3=202,02 А. (117)

Таблица 11.14 — Проверка условий выбора автоматического выключателя на трансформаторе ТМ 100/10

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные CDM1 225L 3п 250А

Заключение

Из проведенного анализа можно сделать вывод, что направления развития коммутационной аппаратуры в России во многом совпадают с мировыми тенденциями развития. Проводятся работы по созданию экологически развитых, современных видов аппаратуры (элегазовых и вакуумных выключателей, КРУЭ и др.), расширяются области применения современной аппаратуры, периодически разрабатываются аппараты новых поколений. Вместе с тем, темпы роста количества новых аппаратов в эксплуатации сильно отстают от аналогичных показателей развитых стран.

Список источников

[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/diplomnaya/na-temu-elektrosnabjenie-seti-zavoda-kabelnoy-produktsii/

железобетонный нагрузка электроснабжение завод

1 Федоров А.А. Основы электроснабжения промышленных предприятий [Текст]: Учебник для вузов/ Федоров А.А., Каменева В.В. — 4-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1984. — 472 с., ил.

2 Электроснабжение [Текст]: Учеб. пособие по курсовому и дипломному проектированию: В 2 ч. Ч. 1 / Синенко Л.С., Рубан Т.П., Сизганова Е.Ю., Попов, Ю.П. Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2005. 135 с.

3 Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования [Текст]: Учеб. пособие для вузов / Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков. — М.: Энергоатомиздат, 1989. — 608 с.

4 Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: В 2 т. Т.1. Электроснабжение / Под общ. ред. А.А. Федорова. — М.: Энергоатомиздат, 1986.

5 Федоров А.А. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий [Текст]: Учеб. пособие для вузов/ Федоров А.А., Старкова Л. Е — М.: Энергоатомиздат, 1987. — 368 с.

6 Ульянов С.А. Электромагнитные переходные процессы в электрических системах [Текст]: учеб. для вузов / С.А. Ульянов. — М.: Энергия, 1970. — 520 с.

7 Правила устройства электроустановок 6-e, 7-е издание [Текст]: Все действующие разделы ПУЭ-6 ПУЭ-7 с изменением по состоянию на 15 августа 2005 г. Новосибирск; Сиб. унив. издательство 2005-854 с.

8 Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий [Текст]: Учебник для студентов высших учебных заведений/ Кудрин, Б.И. — 2-е изд. — М.: Интермет Инжиниринг, 2006. — 672 с.

9 Справочник по проектированию электроэнергетических систем / Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. — 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1985.

10 Рубан Т.П. Методические указания к выполнению экономической части дипломного проекта для студентов специальности 0303 — «Электроснабжение промышленных предприятий, городов и сельского хозяйства»/ Сост. Т.П. Рубан; КрПИ. — Красноярск, 1986. — 35 с.

11

12 http://www.electropergam.ru

13 «Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электрической энергии (мощности) субъекта ОРЭ» Технические требования, утвержденные решением Наблюдательного совета НП «АТС» 24.05.2004 г.

14 Ополева Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения: справочник: учеб. пособие. / Г.Н. Ополева М.: ФОРУМ: ИНФРВ-М, 2006. 480 с. (Высшее образование).

15 Рожкова Л.Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций: учебник для сред. проф. образования / Л.Д. Рожкова, Л.К. Карнеева, Т.В. Чиркова. — 2-е изд., стер. — М.: Издательский центр «Академия», 2005. — 448 с.

16 ГОСТ 12.3.002-75 Система стандартов безопасности труда. Процессы производственные. Общие требования безопасности. — Введ. впервые; дата введ. 01.07.1976. — М.: Стандартинформ, 2007. — 8 с.

17 ГОСТ ИСО/ТО 12100-2-2002 Безопасность оборудования. Основные понятия, общие принципы конструирования. Часть 2. Технические правила и технические требования. — Введ. впервые; дата введ. 01.07.2003. — М.: Стандартинформ, 2003. — 33 с.

18 ГОСТ 12.2.007.9-88 Система стандартов безопасности труда. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности. Введ. впервые; дата введ. 01.01.1978. — М.: Изд-во стандартов, 2003. — 12 с.

19 ГОСТ 20022.2-80 Защита древесины. Классификация. Взамен ГОСТ 20022.2-74; дата введ. 01.07.1981. — М.: Государственный комитет СССР по стандартам, 1981. — 22 с.